古潜山及古潜山界面的卡取
一、济阳坳陷的古潜山
在地质历史中，济阳地区前新生界地层由于断块活动和褶皱运动的抬升隆起形成若干古山头，这些古山头后来又长期遭受风化溶蚀而成为若干高低起伏的残山。中生界末期工区整体下沉，形成坳陷接受新生界沉积，这些残山被埋藏在地下深处，我们就称之为古潜山。
济阳坳陷的古潜山主要是以下古界碳酸盐岩为主的残山及前震旦系片麻岩残山，前者如桩西、王号桩，后者如郑家等。此外，还零星分布有中生界喷出岩、碎屑岩的残山(垦利中生界潜山)。这些残山是鲁西隆起向济阳坳陷的北延部分，呈北东东和北西西向弧形展布，多为南断北斜的单面山。
济阳坳陷的古潜山按埋藏时间的早晚，又分为高潜山和低潜山。高潜山为隆剥型的，即潜山块体在盆地沉降的背景上活动不断加剧，潜山上升幅度超过盆地下降幅度，东营末期潜山高部位仍露出水面未接受下第三系沉积，后期下沉后上第三系地层直接复盖在潜山顶面。高潜山山头对油气聚集不利，但在其山坡或二台阶若有第三系盖层沉积，沙河街生油期聚集的油气来散失，也可聚集高产油气。如陈家庄凸起顶部，缺泛下第三系盖层，油气散失，至85年打了近10口井，除郑29、陈18以外，均未见到油气显示。而郑29、陈18的油气显示，初步认为是盆地在上第三系下沉后重新聚集的次生气。而位于二台阶的王庄油田由于上复沙河街组盖层保存得好，油气没有散失，故获得了高产，共打出了郑10等5口千吨井。
另一类古潜山称做低潜山，为下第三系地层所覆盖。这类潜山属于沉降性的。即古潜山在早第三纪孔店组或沙河街组生油岩堆积时期和盆地一起下降并被掩埋。在埋藏过程中，古潜山虽然在块体扭动过程中不断上升抬起，但这种上升的幅度始终小于盆地总的沉降幅度，因此，潜山带逐渐为下第三系生油岩体所掩埋，并与东营组末油、气聚集期配合得很好。此外，晚第三系的构造活动微弱，使已在潜山中聚集的油、气不易散失，因此，往往整个潜山含油。为桩西古潜山，古生代灰岩埋藏深度在3350~4200米，上复有中生界、新生界的巨厚盖层，侧面通过断层与沙河街组生油层相接。该潜山东营末期聚集的油气保存得很好，85年已来已打了10多口探井，连续出现三口千吨以上的高产井，为桩古10井日产原油3635吨，天然气36万方，创我探区高产井的最高纪录。
二、古潜山储集体
按古潜山储集体的性质，可分为碳酸盐潜山储集体、火成岩潜山储集体和碎屑岩潜山储集体，前二者在本区常见，现分述如下：
㈠碳酸盐岩古潜山储集体
1.原生孔隙
A砂孔隙：由盆粉屑、砂屑或砾屑支撑组成的粒间孔隙，由鲕粒、球粒以及分选的骨骼碎片作支撑构成的粒间孔隙。
当灰泥含量在5~20%时，此种孔隙发育较好。灰泥过多则孔隙间减小，灰泥过少又使亮晶胶结物得以充分沉淀。
B格架孔隙：
可分为坚实的或松散的格架孔隙。前者如珊瑚、海绵等原地生长的生物格架。后者为化石碎片、骨骼颗粒堆积产生的空隙。
C晶间孔隙：
由方解石、白云石晶体为格架形成的晶间空隙。一般细晶碳酸盐的孔隙发育，泥晶的次之。
D白云岩化形成的孔隙：
沉积不久的碳酸盐岩沉积物，在高镁钙比率的盐水长期作用下，微细的方解石质点被
交代成个体较大的白云石菱面体。当白云岩化达到80%左右，白云石晶体可形成张开的网格，经地下水溶蚀形成网格间的孔隙。
2.构造裂隙
A成岩裂缝
成岩时，由于矿物演变及压实作用引起体积缩小而产生的不规则裂隙。多呈微裂隙、有分枝现象、受层面所限制。
B构造裂隙
由于构造运动，岩石变形变位而产生的规则裂隙。构造裂缝可分为张裂隙和剪裂隙。前者由垂直于应力方向的张力引起，裂隙短而宽，壁面较粗糙。后者斜交于主应力方向，由剪切力引起，裂隙延伸长、壁面光滑，经常以共轭裂隙的形式出现。
C风化裂隙
因岩体风化剥蚀负荷减轻、岩层膨胀而产生的大小裂隙。以上三种裂缝虽然都广泛存在，但是由于后期的改造，成岩裂缝往往为构造裂缝，风化裂缝破坏而掩埋，而构造裂缝又为风化裂缝所发展。
裂缝发育程度除了取决于应力的大小和方式以外，还取决于岩性和岩性的组合情况，一般来说较纯的薄互层裂缝较发育，而含泥质多的、厚层的碳酸盐岩裂缝欠发育。
3.溶蚀孔隙
地表水因溶有CO2一般是微酸性的。地表水淋滤碳酸盐露头后生成可溶性重碳酸钙Ca(HCO3)2，带走了一部分Ca+2等，可形成若干溶蚀孔孔隙、洞穴。一般说来古气候湿润、雨水充沛，碳酸盐岩较纯、厚度大、裂缝发育，溶蚀孔隙就发育。通常石灰岩比白云岩的溶蚀孔隙发育。根据近代地表岩溶发展规律的研究，岩溶也有一个发生、发展的过程。大致可作如下分期：脉状裂隙孔隙水流期→树枝状管道水流期→叶脉状管洞水流期→网格状孔洞水流期。
㈡火成岩古潜山储集体
火成岩古潜山储集体在工区内主要有喷发岩类的安山、玄武岩及前震旦系花岗片麻岩。前者储层主要为成岩过程中形成的各种大小不一的气孔及伴生的粒间、晶间孔隙。后者主要为构造裂隙和风化裂隙。前震旦系的片麻岩风化裂缝根据风化程度又分为全风化层、半风化层及未风化层。全风化层靠近地表、裂缝最发育、但因强烈风化，岩石格架遭受破坏，长石高岒土化，岩石渗透性反而不好。而半风化层，虽孔隙发育程度不及全风化层，但充填物少，孔隙连通性好渗透性比全风化层高。
以往的认识是火成岩储集体不如碳酸盐岩储集体以育，难于获得高产。1984年我局在王庄油田前震旦系片麻岩潜山连续打出4口千吨井，而且能够能较长期稳产，实践证明，在特定的环境下，火山岩储集体可以比碳酸盐岩储集体高产。至于玄武岩、安山岩类的火山岩储集体在我区分布的广，但至今还未突破高产关。
三、古潜山油藏的分类
古潜山油藏指位于第三系不整合面以下，油、气受古潜山圈闭所控制的新生古储的油、气藏(新生界油源、古潜山储油)。按油潴形状古潜山油藏可分块状、层状、不规则状及混合类型。
1.块状古潜山油藏
一般为岩性单一，缝洞发育的溶凸所控制。有统一的油水界面，有统一的压力系统，统
一的水动力系统，统一的热力系统。
由于块状油藏是一个统一的连通体，缝洞又发
育，所以渗透性往往很高。一般来说块状油藏含油
高度也比较大，分布面积广，有大区域的水力联系，
其油层压力接近静水柱压力。为了保护油层、我们
钻探块状古潜山油藏时往往采取先期完成法，上复
地层用技术套管封住，然后换用优质轻泥浆打开古
潜山油藏。在我区郑家、平方王、桩西—5号桩多
为块状古潜山油藏。
2.层状古潜山油气藏
多受潜山内幕圈闭所控制，储集层有层状的碳酸盐岩和砂岩等，上、下有不渗透层相隔。层状油藏在小幅度的潜山圈闭中也能形成。层状古潜山油藏与块状古潜山油藏的储油特征相比有较大差别，其特征与层状砂岩油藏相似。
其实例有垦利中生界古潜山砂岩油藏、华北南马庄马2井潜山油藏。
3.不规则古潜山油气藏
受潜山孤立溶缝、溶洞控制。储层连通性差，油、气、水分异不清，无统一的油水界面和压力系统。区域水动力联系差，原始地层压力高，投产后压力下降快，产量递减迅速。关井压力恢复慢。其油藏特征与砂岩透镜体储层相似。
由于不规则古潜山油气与块状古潜山油气藏的油藏特性不同，故钻探时也应采取不同的方法，具体建议就是采用高比重泥浆钻井。重点是防喷而不是防漏。实例见港西古潜山油藏：
4.混合型古潜山油气藏
混合型古潜山油气藏见于有内部隔层的溶凸之中。其实例见冀中龙虎庄潜山油藏（块状加层状）。
四、古潜山风化壳的卡取
我们所说的古潜山风化壳的卡取主要针对块状古潜山油藏而言，根据多年来我区各井队卡风化壳的经验、现总结以下十条供参考：
1.阅读Tg构造图及过井剖面，了解本山头的构造轮廓及本井所处的构造位置。
2.熟悉区域地质资料及邻井实钻剖面(包括岩屑、岩心实物)，对本山头上复地层层序及古潜山出露层位做到心中有数。
3.吃透设计，记住各标准层的设计井深，界面的预计深度及可能产生的误差。
4.钻遇紧邻古风化壳的上复地层的标志层后(如紧邻中奥陶顶面的太原组、本溪组灰岩等)、应立即细致观察或磨片鉴定准确定名，并作近期预告。
5.将要进入界面时，除小班人员应坚守岗位，严阵以待外，大班或技术员应亲自蹲井把关。随时注意钻时变化、放空、漏失现象，并逐包观察岩样，注意槽面油气显示及泥浆变化。
6.进入潜山后，一般不超过2~3米，立即停钻观察，捞取砂样，进行鉴定和分析。若肉眼鉴定(包括使用放大镜、双目镜)有困难，则立即送化验室鉴定。
7.初步确认进入潜山后，即下钻取心。一般取心一筒，心长不少于1米，以判断是否为砾石。(特别注意区分砾石和碎裂岩，前者不是原地的，后者是原地的)
8.确认进入潜山后，即进行先期完井电测，井壁取心等，取完一切应取的资料，并确认界面深度。
9.决定技术套管下深，一般技术套管鞋下深至界面以下1—2米。
10.三开后，采用优质轻泥浆钻进，泥浆比重一般不大于1.05。
第十二节大港油田千米桥潜山油藏 一、构造特征 （一）．构造形态： 千米桥潜山位于背向倾斜的港西断层和大张坨断层。潜山内部既受印支－燕山期褶皱逆冲构造的影响，也受到新生代伸展断层、走滑断层的切割。内幕构造及其形成演化过程十分复杂。 围3—10是千米桥潜山顶面构造形态图，据此对该潜山的顶面构造形态特征简述如下。 ⒈千米桥潜山的南部边界为NE—SEE向的港西断层．北部边界为NE向的大张坨断层，东部边界为NNE向的白水头断层，向西南方向延伸与沈青庄潜山相连，具体边界尚待确定。勘探面积约260km2。潜山内部被不同走向、不同性质的断层切割。其中NNE 走向的港8井断层和NNW走向的千米桥西断层将潜山分隔为潜山主体及千米桥东潜山和千米桥西潜山。 ⒉千米桥潜山奥陶系顶面埋深总体上为西浅东深、南浅北深，西南侧最高部位的埋深为3200m，东北部最大埋深达6300m。千米桥西潜山总体上为NNW倾的“单面山”，埋深从南侧的3200m，向北逐渐加深至5800m。千米桥潜山主体的形态较为复杂，最引人注目的特点，是从板深703至板深702井东，存在一个由多座山头近南北向蜿蜒所形成的“山脊”带，高点埋深3900-4100m，相对高差约600~800m。此外在千米桥潜山主体还发育大致沿港8井断层方向分布的千16-24、板深4等山包，高点埋深4100—4400m。千米桥东潜山受港8井断层落差的影响，大部分埋深达5000m以上，板深32、板深32西、板深78-1等“低丘”散落其间，高点埋深4800~--5200m，相对高差一般小于200m。 （二）．断裂特征 ⒈大张坨断层。大张坨断层是位于板桥凹陷内的一条二级正断层，在潜山范围内延伸长度20km，最大断距900m，断面北倾，北东东走向。沙三一东营期为其主要发育
古潜山及古潜山界面的卡取 一、济阳坳陷的古潜山 在地质历史中，济阳地区前新生界地层由于断块活动和褶皱运动的抬升隆起形成若干古山头，这些古山头后来又长期遭受风化溶蚀而成为若干高低起伏的残山。中生界末期工区整体下沉，形成坳陷接受新生界沉积，这些残山被埋藏在地下深处，我们就称之为古潜山。 济阳坳陷的古潜山主要是以下古界碳酸盐岩为主的残山及前震旦系片麻岩残山，前者如桩西、王号桩，后者如郑家等。此外，还零星分布有中生界喷出岩、碎屑岩的残山(垦利中生界潜山)。这些残山是鲁西隆起向济阳坳陷的北延部分，呈北东东和北西西向弧形展布，多为南断北斜的单面山。 济阳坳陷的古潜山按埋藏时间的早晚，又分为高潜山和低潜山。高潜山为隆剥型的，即潜山块体在盆地沉降的背景上活动不断加剧，潜山上升幅度超过盆地下降幅度，东营末期潜山高部位仍露出水面未接受下第三系沉积，后期下沉后上第三系地层直接复盖在潜山顶面。高潜山山头对油气聚集不利，但在其山坡或二台阶若有第三系盖层沉积，沙河街生油期聚集的油气来散失，也可聚集高产油气。如陈家庄凸起顶部，缺泛下第三系盖层，油气散失，至85年打了近10口井，除郑29、陈18以外，均未见到油气显示。而郑29、陈18的油气显示，初步认为是盆地在上第三系下沉后重新聚集的次生气。而位于二台阶的王庄油田由于上复沙河街组盖层保存得好，油气没有散失，故获得了高产，共打出了郑10等5口千吨井。 另一类古潜山称做低潜山，为下第三系地层所覆盖。这类潜山属于沉降性的。即古潜山在早第三纪孔店组或沙河街组生油岩堆积时期和盆地一起下降并被掩埋。在埋藏过程中，古潜山虽然在块体扭动过程中不断上升抬起，但这种上升的幅度始终小于盆地总的沉降幅度，因此，潜山带逐渐为下第三系生油岩体所掩埋，并与东营组末油、气聚集期配合得很好。此外，晚第三系的构造活动微弱，使已在潜山中聚集的油、气不易散失，因此，往往整个潜山含油。为桩西古潜山，古生代灰岩埋藏深度在3350~4200米，上复有中生界、新生界的巨厚盖层，侧面通过断层与沙河街组生油层相接。该潜山东营末期聚集的油气保存得很好，85年已来已打了10多口探井，连续出现三口千吨以上的高产井，为桩古10井日产原油3635吨，天然气36万方，创我探区高产井的最高纪录。 二、古潜山储集体 按古潜山储集体的性质，可分为碳酸盐潜山储集体、火成岩潜山储集体和碎屑岩潜山储集体，前二者在本区常见，现分述如下： ㈠碳酸盐岩古潜山储集体 1.原生孔隙 A砂孔隙：由盆粉屑、砂屑或砾屑支撑组成的粒间孔隙，由鲕粒、球粒以及分选的骨骼碎片作支撑构成的粒间孔隙。 当灰泥含量在5~20%时，此种孔隙发育较好。灰泥过多则孔隙间减小，灰泥过少又使亮晶胶结物得以充分沉淀。 B格架孔隙： 可分为坚实的或松散的格架孔隙。前者如珊瑚、海绵等原地生长的生物格架。后者为化石碎片、骨骼颗粒堆积产生的空隙。 C晶间孔隙： 由方解石、白云石晶体为格架形成的晶间空隙。一般细晶碳酸盐的孔隙发育，泥晶的次之。 D白云岩化形成的孔隙： 沉积不久的碳酸盐岩沉积物，在高镁钙比率的盐水长期作用下，微细的方解石质点被
第16卷第4期2009年8月 特种油气藏 Special O il and G as R ese rvo irs V ol 116N o 14Aug 12009 收稿日期:2009-06-09;改回日期:2009-06-11 基金项目:本文为中国石油天然气股份有限公司科技项目/辽河探区西部凹陷油气深化勘探理论与实践0(07-01c-01-04)部分内容 作者简介:李晓光(1966-),男,教授级高级工程师,博士,1989年毕业于石油大学(华东)石油地质专业,中国石油天然气集团公司高级技术专家,5特种 油气藏6编委,现从事科研与生产管理工作。 文章编号:1006-6535(2009)04-0001-05 辽河坳陷变质岩潜山内幕油藏成因分析 李晓光,刘宝鸿,蔡国钢 (中油辽河油田公司,辽宁 盘锦 124010) 摘要:在近几年辽河坳陷勘探实践中,发现了多个变质岩潜山内幕裂缝性油藏,取得了变质岩潜山深层可以富集油气的认识。在总结变质岩潜山内幕油藏特征的基础上,重点从地层岩性特征、烃源岩、供油/窗口0等方面分析了对潜山内幕油藏形成的控制作用。研究表明,变质岩潜山存在多种岩性组合,纵向上呈/似层状0;裂缝发育受构造活动和优势岩性双重因素控制,/优势岩性0序列决定了储层与隔层交互发育;潜山内幕多套储、隔层组合与烃源岩有机配置,具有形成潜山内幕油气藏的可能;油气的分布受内幕裂缝体系及致密隔层所控制。该研究为变质岩潜山内幕油藏的认识拓展了勘探领域。 关键词:潜山内幕油藏;成因;古潜山;变质岩;优势岩性;构造运动;裂缝性储集层;辽河坳陷中图分类号:TE12213 文献标识码:A 前 言 辽河坳陷潜山油气藏历经30余年勘探和开发,先后发现了太古宇、中上元古界、中生界等多套含油层系,探明了10多个潜山油气藏,取得了良好的勘探开发效果。/十五0以来,辽河坳陷潜山在勘探理念和勘探技术进步的推动下 [1,2] ,勘探工作 由寻找成藏条件相对明显向寻找埋藏更深、更隐蔽、更复杂的潜山拓展,相继取得了多个领域重大突破,尤其是针对变质岩开始向/潜山内幕深层0延伸,实现了规模储量的增长。 以往认为,变质岩潜山油藏是在表风化壳形成的一种不整合遮挡油气藏。辽河坳陷在以往的勘探中陆续发现了兴隆台、齐家、东胜堡等多个变质岩潜山油藏,受潜山风化壳含油认识的限制,钻探集中于表层部分,揭露厚度一般较小。2005年在西部凹陷兴隆台潜山主体部位钻探了兴古7井,揭露太古宇变质岩厚度达1640m,并在潜山内部试油获高产油气流,不仅使兴隆台潜山的含油底界下延了1600余米,而且揭示了潜山内幕多层段富含油气的特点,发现了变质岩潜山内幕油藏,该潜山已经进行整体开发生产。继兴隆台潜山内幕油藏 勘探取得突破以后,辽河坳陷变质岩潜山油藏勘探成果不断扩大,相继在大民屯凹陷前进潜山、曹台潜山等取得新发现,尤其是前进潜山钻探的沈288、289井在太古宇潜山表层油气显示微弱,但揭开200m 后见到良好油气显示,测试获得工业性油气流,进一步证实变质岩潜山内幕油藏的存在。 位于生油凹陷中的变质岩潜山表层风化壳可以形成油藏的观点已被广泛接受 [3] 。对于变质岩 潜山内幕油藏的勘探与认识才刚刚起步,深入研究和正确认识变质岩潜山内幕油藏的特征及成因机制,对于指导勘探实践,丰富和提升潜山成藏理论具有重要的现实意义和理论价值。 1 变质岩潜山内幕油藏特征 111 储集空间以裂缝体系为主,油藏具非均一性 分析认为,太古宇变质岩潜山内幕油藏为裂缝性油藏,储集空间主要为受多期断裂活动影响形成的裂缝体系。裂缝发育带的分布受断裂展布和潜山岩性的控制明显,不同岩性段裂缝发育程度不同,储层非均质性较强。 根据岩心观察、镜下鉴定及测井资料分析表
潜山油气藏的勘探与开发 ——渤海湾盆地潜山油气藏调研 第一章综述 第一节潜山的概念 潜山（Buried hills）一词，较早见于赛德尼.鲍尔斯（Sidney . Powers）的论文《潜山及其在石油地质学中的重要性》中（美国经济地质学，一九二二年第十七卷），后来，其它地质学家也使用了这一术语，如A . I .莱复生（Levorsen）在其《石油地质学》一书中就提到潜山，系指在盆地接受沉积前就已形成的基岩古地貌山，后来被新地层所覆盖埋藏而形成的潜伏山。我国1982年出版的《潜山油气藏》（华北石油勘探开发设计研究院，1982）一书中提出，凡是现今被不整合埋藏在年轻盖层下，属于基底的基岩突起，都称为潜山。它包括了后期由于基岩块体翘倾，所形成的基岩突起，都称为潜山。 还有一部分学者把潜山油气藏称之为基岩油气藏，如兰德斯（Landes，1960）认为基岩油气藏和一般油气藏的主要区别在于烃源层位于储层之上。后来一些学者进一步定义为：基岩油气藏位于一个大的区域性不整合面下的比较老的基岩中，烃源层多数位于不整合面之上，但有少数烃源层位于不整合面之下、储层之上，这种油气藏统称基岩油气藏。 第二节潜山的分类 潜山分类有多种多样，主要有按成因、形态、岩性等来进行分类。 一、按成因分为地貌山、构造山和构造—地貌山 1、地貌山：主要是受侵蚀作用形成的潜山，就是在上覆盖层沉积前，在不整合面上基底就存在地形上突起，并遭受风化、剥蚀、淋滤，后期被年轻的盖层埋藏形成的潜山。这类潜山的储集体的孔、洞、缝一般都很发育。 2、构造山：主要是在构造应力的作用下形成的潜山，就是上覆盖层沉积前，在不整合面上不存在或仅有微弱的地貌显示，主要是在盖层沉积期或沉积以后，由于构造变动产生的褶皱、断裂活动而形成的构造山或后成潜山。其特征是潜山侵蚀面与上覆层产状平行，断棱或褶皱的核部是潜山的最高部位。构造山还可以进一步分为断块山和褶皱山，断块山在冀中坳陷较发育，褶皱山尚未发现。这类潜山的储集体的孔、洞、缝不如地貌山发育。 3、构造—地貌山：由构造和侵蚀两种因素共同作用形成的潜山。在古侵蚀面上就存在地貌山，潜山幅度的大小是随后期的构造活动变化而增减。 实际上，地貌山和构造—地貌山在地质营力的作用上是很难割断，地貌山从表面上看似乎是以侵蚀作用为主，但实际上构造活动也在起作用；从潜山的评价来看，地貌山和构造地貌山均遭受过多期构造活动和岩溶作用，孔、洞、缝均较发育。因此，把地貌山和构造—地貌山都称之为地貌山。 二、按形态分为潜山、潜台、潜丘 1、潜山：现今被年轻的盖层埋藏在不整合面下的基岩高突起，规模相对较大。潜山按不同部位又可以分为：山顶（头），即位于潜山的顶部；山坡，即位于潜山的山坡；山腹（内幕），即位于潜山内部，由于潜山内部结构存在隔层，组成山腹（内幕）圈闭。 2、潜台：现今被年轻盖层埋藏在不整合面下的基岩台地，规模相对较大，如鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系古潜台。
草古区块潜山界面卡取中的录井方法探索 本文通过对草古区块下古生界古潜山界面及上覆地层特征进行分析阐述，利用随钻录井参数、干湿岩屑宏观颜色色调、肉眼与显微镜下特殊岩性、碳酸盐含量分析数据及X射线元素分析等方法和技术，提出了卡古潜山界面的方法，并在钻井施工决策中起到良好作用。 标签：草古区块；潜山界面；录井参数；岩石色调 1 草古区块古潜山特征 草桥地区草古区块古潜山主要研究对象为第三系地层直接覆盖在下古生界地层之上形成的非正常沉积层序类型潜山。[1]草古区块潜山储层主要为下古生界浅海相碳酸盐岩。由于本区碳酸盐岩经历漫长的构造、风化、溶蚀、淋滤的频繁改造，原生孔已基本消失，取而代之的是碳酸盐岩风化溶蚀带十分发育的溶孔、缝、洞。其溶蚀带成为本区重要的储集带。[2]本区只有卡准下古生界潜山界面，及时下入技术套管，才能保证后期三开优质安全钻进，并及时发现和保护油气层。 2 草古区块古潜山界面上下岩性组合特征 本区古潜山界面之上50m范围内岩性组合一般以棕黄色、棕红色、紫红色泥岩、含砾泥岩（砾石成分为灰岩砾石或灰岩团块）为主，部分井区分布有玄武岩、凝灰岩等喷发岩类，在山体中高部位沉积厚度不等的灰岩砾石层，埋深浅，地层成岩性较差，录井现场岩屑岩性较混杂，缺乏稳定的标志层，极易造成误判。 3 草古区块古潜山界面识别常见录井方法探究 对风化壳深度的预测，常与实际钻探结果有不同程度的误差。潜山埋藏越深，因地震速度的变化，可能误差就越大。为缩小这一误差，还应熟悉和掌握进入潜山时的各种钻井、地质特征，即“进山征兆”。[3]对进山特征展开研究。 3.1 随钻录井参数变化 3.1.1 蹩、跳钻现象研究。 在直井眼的施工中，通常情况下，当钻遇古潜山界面风化壳硬壳时，往往存在蹩跳钻现象，往往是明显的“进山”特征。当前随着勘探开发的深入，受到构造及地面条件的限制，开发井多设计为斜井、水平井，受井身轨迹不规则变化的影响，造成在钻遇风化壳古侵蚀面时，蹩跳钻现象极其不明显，“蹩跳钻”现象作为界面卡取的标志性作用在降低、甚至消失。 3.1.2 钻时参数在界面识别中的应用。
地 质 勘 探 第39卷第1期· 33 ·渤海海域渤中19-6构造带深层潜山储层特征及其 控制因素 侯明才1,2 曹海洋1,2 李慧勇3 陈安清1,2 韦阿娟3 陈扬1,2 王粤川3 周雪威1,2 叶涛3 1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室?成都理工大学 2.成都理工大学沉积地质研究院 3.中海石油（中国）有限公司天津分公司 摘 要 渤海湾盆地渤中凹陷西南部的渤中19-6深层潜山构造带是新近勘探发现的特大型含油气区，该区的储层研究尚处于起步阶段，对储层发育特征及其控制因素的认识还不够深入。为此，基于对钻井岩心、井壁岩心、岩石薄片的观察和描述，结合区域构造背景、录井及测井等资料，对该区潜山储层的岩石学特征、储集空间类型、物性特征等进行分析，探讨控制储层发育的内在因素，研究储层展布规律。结果表明：①渤中19-6构造带深层潜山储层是由太古界潜山变质花岗岩主体及上覆的古近系古新统—始新统孔店组砂砾岩组成的泛潜山储集系统，形成砂砾岩孔隙带＋风化壳溶蚀裂缝带＋内幕裂缝带的多层次储层结构，储层成因复杂、类型多样；②太古界变质花岗岩潜山储集体内部在垂向上可划分为风化壳、内幕裂缝带和致密带，具有孔隙型和裂缝型的双重特性；③潜山风化壳主要受到强烈的溶蚀淋滤作用叠加断裂作用的影响，形成裂缝—孔隙型储集空间，内幕裂缝带储层的发育规模与分布受控于3期裂缝的叠加作用，燕山期以来是潜山裂缝的主要发育时期；④孔店组砂砾岩为典型的筛积沉积，后期溶蚀作用为其主要的控制因素； ⑤混合岩化作用及超临界流体隐爆作用对储层发育起到了建设性作用。结论认为，渤中19-6构造带发育砂砾岩＋变质岩潜山储集系统的认识，有助于确定该区下一步油气勘探的目标与方向。 关键词 渤海湾盆地 渤海海域 渤中19-6潜山构造带 太古代 深层变质花岗岩储层 古近纪 砂砾岩储层 溶蚀作用 构造裂缝 DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.01.004 Characteristics and controlling factors of deep buried-hill reservoirs in the BZ19-6 structural belt, Bohai Sea area Hou Mingcai1,2, Cao Haiyang1,2, Li Huiyong3, Chen Anqing1,2, Wei Ajuan3, Chen Yang1,2, Wang Yuechuan3, Zhou Xuewei1,2 & Ye Tao3 (1. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation//Chengdu University of Technology, Cheng-du, Sichuan 610059, China; 2. Institute of Sedimentary Geology, Chengdu University of Technology, Chengdu, Sichuan 610059, China; 3. Tianjin Branch Company of CNOOC, Tianjin 300452, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 1, pp.33-44, 1/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: The BZ19-6 deep buried-hill structural belt in the southwest of Bozhong Sag, Bohai Bay Basin, is a newly discovered super-giant oil and gas bearing area. The study on its reservoirs is still in the early stage, and the characteristics and control factors of reservoir development are not understood deeply. In this paper, cores, sidewall cores, rock sections were analyzed and described. Then, based on regional structural setting, mud logging and logging data, the buried-hill reservoirs in this area were analyzed from the aspects of petro-logical characteristics, reservoir space types and physical properties, the inherent factors influencing the development of the reservoirs were discussed, and distribution laws of the reservoirs were investigated. And the following research results were obtained. First, the deep buried-hill reservoirs of this belt are a pan-buried hill reservoir system composed of the Palaeocene–Eocene Kongdian Fm glutenite in the upper part and the Archean buried-hill metamorphic granite in the lower part. A multi-layer reservoir structure of glutenite pore zone, weathering crust dissolution fracture zone and inner fracture zone is formed. These reservoirs are complex in genesis and diverse in type. Second, the Archean buried-hill metamorphic granite reservoir can be vertically divided into weathering crust, inner fracture zone and tight zone, and it presents the dual characteristics of porous and fractured media. Third, the buried-hill weathering crust is mainly affected by strong dissolution and leaching superimposed with fracturing, forming fractured-porous reservoir space. The reservoir of inner fracture zone is mainly controlled by the superimposition of three-phrase fractures, which forms the main development period of buried-hill frac-tures since the Yanshanian. Fourth, the glutenite of Kongdian Fm is a typical sieve deposit and it is mainly controlled by the late dissolu-tion. Fifth, migmatization and supercritical fluid cryptoexplosion play a constructive role in the development of the reservoirs. In conclu-sion, the understanding of buried-hill glutenite and metamorphic reservoir system developed in this belt is conducive to determining the target and direction of next oil and gas exploration in this area. Keywords: Bohai Bay Basin; Bohai Sea area; BZ19-6 deep buried-hill structural belt; Archean; Deep metamorphic granite reservoir; Pa-leogene; Glutenite reservoir; Dissolution; Structural fracture 基金项目：国家科技重大专项“渤海潜山成藏综合研究与有利勘探方向”（编号：2016ZX05024-003-010）、中海石油（中国）有限公司科研项目“渤海海域潜山石油地质特征、典型油气藏成藏机理与有利勘探区带预测”（编号：CCL2014TJXZSS0870）。 作者简介：侯明才，1968年生，教授，博士生导师，博士，本刊编委；主要从事大地构造沉积学、含油气盆地分析、层序岩相古地理学等领域的科研和教学工作。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号。ORCID：0000-0001-7583-9159。E-mail: houmc@https://www.doczj.com/doc/162098683.html, 通信作者：曹海洋，1988年生，博士；主要从事沉积学、层序地层学等方面的研究工作。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号。ORCID: 0000-0003-4618-4610。E-mail: chycdut@https://www.doczj.com/doc/162098683.html,